长城润滑油中冶

1、中石化润滑油北京公司燃煤锅炉 20吨/小时×2台 烟气除尘脱硫工程初步方案北京中冶隆生环保科技发展有限公司2006年6月15日目 录1 概述11.1设计原则和依据1.2项目概况1.3研究范围1.4研究结果2 烟气治理方案62.1设计范围2.2除尘脱硫工艺选择2.3设计标准和主要工艺参数2.4除尘脱硫系统主要设备3 自动控制123.1仪表及自动控制4 配电系统124.1用电工程概况4.2用电负荷4.3供配电电源5 土建工程及给排水135.1概况5.2给排水5.3排水及排污6 环境保护136.1废气治理措施6.2废水6.3废固6.4噪声治理7 劳动安全防护167.1消防7.2劳动安全8

2、组织结构及人员培训158.1组织结构8.2人员培训9运行成本的估算159.1 编制依据9.2运行成本分析10 工程概算1610.1报价范围10.2系统报价11 环境效益1811.1环境治理概况11.2污染物排量对照表除尘脱硫工艺方案1 概述1.1 编制项目方案依据和原则1.1.1编制依据受中国石化润滑油公司委托，参照提供的有关资料，我公司编制燃煤锅炉烟气除尘脱硫工程方案。（1） 现有锅炉烟道气及其原配套设备相关参数见表1-1-1：表1-1-1锅炉序号1#2#备注锅炉容量20T/H20T/H 10T/H锅炉未列入锅炉类型SZL20-1.25A链条炉SZL20-1.25A链条炉原除尘设备麻石水膜除

3、尘器麻石水膜除尘器引风机风量6万m3/h6万m3/h引风机风压2.53.7Kpa2.53.7Kpa原烟气烟尘浓度约6000mg/m3约6000mg/m3峰值8000-12000现烟尘排放浓度未知未知SO2初始浓度约650mg/m3约650mg/m3峰值1000现SO2排放浓度约200mg/m3200mg/m3排烟温度约140约140（2）引用标准火电厂设计技术规程 DL50002000 火电厂大气污染物排放标准 GB132232003 锅炉大气污染物排放标准 GB132712001 环境空气质量标准 GB30951996 锅炉烟尘测试方法 GB546891 北京市锅炉大气污染物排放标准-时段

4、DB11/139-2002环境空气质量标准 GB3095-1996 1.1.2编制原则严格执行国家环保总局、北京市环境保护有关标准、废物综合排放各项政策。充分利用现有设施，节约投资。通过设计方案的优化，保证技术先进性、稳定性和可靠性。除尘脱硫岛工艺系统设计原则包括:（1） 除尘脱硫岛系统： 本方案选用FGD湿法一级双筒涡轮增压除尘脱硫传质技术，拆除原有麻石水膜除尘器，新增双筒涡轮增压除尘脱硫塔，配置惯性凝并脱水器，避免风机和烟道带水现象，风机负压运行，使二氧化硫和烟尘排放浓度达到排放标准，并考虑技术的前瞻性，满足北京市排放标准进一步提高的可能性；拆除原有阻力较大文丘里，烟道重新砌筑；设置烟气降

5、温系统，新增降温器,利用原清水池循环水降温，回流至沉淀池并考虑循环水在与烟气接触降温的同时，PH值降低的可能性，防止循环泵及其管道的腐蚀；（2）除尘脱硫岛烟气系统：对12#锅炉烟道气100进行除尘脱硫，由于原循环泵设计备用系统，不设烟气旁路；不考虑GGH换热器；原有风机负荷为90KW，应对风机目前的工况测量后再确定增容至110KW；（3）脱硫剂：原则上利用锅炉冲渣水作为脱硫用水，该部分除尘脱硫水在除尘脱硫塔内循环使用，当脱硫水PH值低于要求时，添加部分氧化镁，作为脱硫剂，以达到SO2设计排放标准需要的PH值：（4）电控系统：新增脱硫剂浆液制备系统，规范脱硫工艺，降低劳动强度；新增PH值监测系统

6、，达到自动控制加碱，符合环保设施有关规范；（5）给排水系统：利用原有循环水系统和循环水池，除尘脱硫液循环使用，不产生废水；考虑原有灰水过滤器效率问题，本方案新增一套污泥分离设备，给水水源主要为锅炉排污水等作为工艺补水，自来水仅作为紧急备用水源；（6）排渣系统：除尘脱硫塔内二氧化硫与除尘脱硫剂氧化镁生成物主要为稳定的亚硫酸镁，亚硫酸镁是微溶于水的无污染的盐，排放至循环水池时与灰渣一起定期捞出抛弃；（7）本工程设备设计年开工时间为8000小时，连续生产；（8）设备设计使用年限不少于15年(主体设备)；1.2 项目概况中石化润滑油公司地处北京市海淀区，肩负着全公司生产和供热重任。2002年，北京市被

7、列为国家环保总局下达的“十五”期间113个重点治理城市之一，并且处于国务院重点治理“二控”区（SO2控制区和酸雨控制区）范围。2002年北京市环保局率先制订严格于国家标准的北京市锅炉大气污染物排放标准DB11/139-2002，因此，除尘脱硫治理工作迫在眉捷。润滑油公司现有12#20吨/小时燃煤锅炉2台，34#10吨/小时燃煤锅炉2台(暂不列入),均有麻石水膜除尘器，但是按照新标准烟尘和SO2未能达标，20吨/小时锅炉燃煤约5t/h，燃烧煤种为低硫煤，含硫量最大按0.6设计。本方案是为2台20吨/小时燃煤锅炉制订的。1.3研究范围根据设计要求和与甲方搜集研究与落实各项条件，经过全面综合性的技术

8、经济分析，优化最佳设计方案如下。本次可行性研究范围如下：1.3.1 2×20吨/小时燃煤锅炉烟气除尘脱硫系统1.3.2 2×20吨/小时燃煤锅炉烟气降温系统1.3.3 2×20吨/小时燃煤锅炉烟气脱水系统1.3.4 新增烟气脱硫剂制备和PH控制系统（2台公用）1.4 研究结果1.4.1 改造后FGD烟气出口参数见表1-4-1FGD出口烟气参数见下表：表1-4-1项 目设计值FGD出口SO2浓度（mg/Nm3,干, ）90±10FGD出口烟尘浓度（mg/Nm3,干, ）35±5FGD出口氮氧化物浓度（mg/Nm3,干, ）300烟囱林格曼黑度一级

9、吸收塔除雾器出口烟气携带水滴含量（g/Nm3）20FGD出口烟气温度（）451.4.2主要经济技术指标主要技术指标见下表：主要技术经济指标表1-4-2序号项目单位指标一装置规模1处理锅炉烟气量(工况)万Nm3/h6.0×22原始烟尘量 mg/Nm3约60003除尘效率%99.54烟尘脱除量t/a2×28605二氧化硫平均含量Mg/Nm3约6506脱硫效率%857脱硫量t/a2×264二年运行时间hr8000三主要原材料及公用消耗1工艺补水万t/a0.64(可以利用锅炉排污水)2新增耗电万kWh/a约1.4(自动加碱及制浆部分)3氧化镁t/a165四定员人锅炉工监管

10、1.4.2结论烟气除尘脱硫系统采用一级双筒涡轮增压除尘脱硫塔及配套工艺，利用工艺补水对烟气降温，冲渣水添加氧化镁作为固硫剂，惯性凝并脱水技术，风机负压运行，除尘脱硫生成物抛弃处理，一炉一塔.2 烟气治理方案2 .1 设计流程水、气和除尘脱硫生成物见如下流程： 气路 锅炉烟道 降温器均气室湍流传质塔气水分离除雾器引风机烟囱水路 布水器湍流传质室集排水沉淀池循环水泵过滤器布水器除尘脱硫产物分离 湍流塔循环水池过滤器清水池； 排渣 2.2 除尘脱硫工艺选择2.2.1 传质塔工作原理涡轮湍流传质塔有别于其他湿法除尘脱硫机理建立了湍流传质场。湍流传质场是利用气流本身的能量（引风机的压力能），通过改变烟气

11、通道的大小和方向，使气体压力能在传质场内变成气体动能，强化了气流速度和增强气流的扩散，液体被撞击分散，气体本身在撞击液体时也伴随分散，气液相都处于分散状态，气液比表面积迅速膨胀到最大，通过湍流室的每一个烟气单元都有液滴吸附。 2.2.2 超强湍流除尘脱硫塔的特点超强湍流传质除尘脱硫技术具有以下特点：（1） 是利用超强湍流传质场强化传质的机理，提高了液体的比表面积，从而提高了除尘脱硫效率，在国内外处于先进水平；（2） 同时具备除尘脱硫一体功能。（3）湍流塔体内不设喷头，设备不堵塞，不结垢，水循环使用，没有二次污染；（4）接触湿烟气部件选用超低碳不锈钢，设备耐腐蚀、耐磨损，设计使用寿命15年以上；

12、2.2.3防止蒸汽冷凝湿式除尘脱硫通常会出现因烟气带水(含湿量高)引起的烟气结露，从而引起引风机及烟道腐蚀，破坏风机的动平衡，这是设计时需要特别关注的问题。避免水汽冷凝，通常的做法是在烟气尾部增加GGH换热器，即在除尘脱硫后把烟气再加热使温度提升到80以上，但会使成本加大。本设计增设降温除湿技术和惯性凝并脱水原理，最大限度的降低烟气的绝对含湿量，避免烟道和烟囱带水。2.2.4 氧化镁脱硫基本原理化学反应机理：由于湍流塔的除尘脱硫过程是气液接触的强传质过程，所以反应过程为：气相主体中的SO2先迅速扩散到液体表面的气膜，并穿透气液界面快速溶入液相中，通过一系列的水合、离解过程，与液相中电离的Mg(

13、OH)2进行反应，其简化表达式如下：（一）、氧化镁法脱硫工艺的主要化学反应1、吸收MgO+SO2+3H2OMgSO3·3H2O （反应温度450C）MgO+ SO2+6H2OMgSO3·6H2O (反应温度<450C)MgSO3+SO2+H2OMg(HSO3)2Mg(HSO3)2+MgO+5H2O2MgSO3·3H2O当烟气中含有SO3时MgO+SO3+7H2OMgSO4·7H2O2、氧化副反应MgSO3+1/2O2+7H2OMgSO4·7H2OMg(HSO3)2+1/2O2+6H2OMgSO4·7H2O+SO2Mg(OH)2+

14、SO3+6H2OMgSO4·7H2O由以上反应可知，吸收液中的主要成分是MgSO3、Mg(HSO3)2和MgSO4（二）、涡轮湍流脱硫技术与氧化镁脱硫工艺结合的优势。1、反应物的排放 从吸收过程中可以看出，反应温度低于450C时，生成的主要产物是MgSO3·6H2O而反应温度高于450C时，生成产物主要是MgSO3·3H2O吸收液中含有不同结晶水的化合物，即MgSO3·3H2O 和 MgSO3·6H2O。其中MgSO3·3H2O结晶很细，相互凝聚性差，过滤困难，MgSO3·6H2O结晶易于凝聚，粒度粗，易于过滤。因此，操作中

15、以控制产生MgSO3·6H2O结晶为宜。通过涡轮增压湍流器的反应温度在450C以下，很适合这种操作。2、降低MgSO3的氧化反应 在整个脱硫反应过程中，生成的主要产物是MgSO3，而MgSO3又是脱硫反应中主要的吸收剂，通常，MgSO3在有足够O2存在时，会发生氧化反应生成MgSO4, MgSO4在脱硫反应中不起作用，在吸收液中，MgSO4达到一定浓度时结晶析出，与MgSO3·6H2O结晶一起沉淀排放，或干燥后热分解再生成MgO，循环使用，本方案不予讨论。SO2传质阻力主要是气膜传质阻力，提高气速可以有效提高SO2的总传质速率，通常SO2在传质塔中的传质速率与气速的平方成正

16、比。湍流生器的气速一般均在10M/S以上，比起一般湿式脱硫气速都高，因而湍流塔体积小效率高；另外，对于MgSO3的氧化，由于O2的传质阻力主要在液摸，与SO2吸收恰恰相反，增强SO2的气膜传质系数，有利于限制亚硫酸镁的氧化。这一特点能有效实施亚硫酸镁的氧化控制。3、PH值对脱硫过程的影响：PH值对脱硫过程影响较大，PH值过高，不利经济运行,设备易堵塞；但当pH过低则又影响SO2在水中的溶解，甚至导致脱硫反应的停止，影响脱硫效率，因此应控制pH5.5-5.8。4、温度对脱硫过程的影响:温度低有利于SO2的吸收和水合，但使中和反应速度变慢。温度高可使反应速度加快，但不利于SO2的溶解水合。因此应控

17、制温度在40-45之间。基于以上的理论分析，结合实际生产中的数据，作为本次工程设计和主要设备选择的依据。2.3设计标准和主要工艺参数2.3.1 设计标准 设计标准见表2-3-1 设计标准一览表表2-3-1序号项 目除尘脱硫后排放浓度 mg/Nm3除尘脱硫前排放浓度 mg/Nm3允许排放浓度mg/Nm3设计实际计算值(平均)突发值DB11/139-20021SO290±1090约65010001502烟尘35±535约4000503NXO300300未测3004林格曼黑度一级一级一级2.3.2设计工艺参数设计工艺参数见表2-3-2表2-3-2 设计工艺参数一览表序号参数单位数

18、值备注1设计洗涤比1002燃煤硫份wt0.6以下3FGD除尘脱硫装置入口烟气量(工况)万m3/h6甲方提供最大值4设计脱硫率855设计除尘率99.56镁硫比Mg/S1.02mol比7除尘脱硫装置系统总阻力Pa 15008系统可利用率989设计烟气含湿量510设计液气比L/G1.511烟气入口温度14812烟气出口温度404513设计新增装机容量KW5氧化镁制备系统(公用)14设备设计使用寿命year15主体设备2.3.3设备特征本工程包括非标设备、定型设备和机泵，所有设备均为国产。非标设备加工厂制作现场组装；设计、制造、检验及其他有关标准规范按下列规程、规范执行：JB/T4735钢制焊接常压容

19、器；GB50236-98现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范2.3.4材料选用原则（1）材料的选取必须考虑设备的操作条件（如设计温度、酸碱度、设计压力、介质特性及工艺要求等）、材料的焊接性能、冷热加工性能、热处理及容器的结构等。在满足上述要求后，还应考虑材料的经济性一般情况下，主体材料应按由低到高的选取顺序，依次是Q235-A、321、316L。（2）除尘脱硫主塔及其湍流发生器、除雾器、降温器等关键零部件选用316L；（3）制浆系统设备选用Q235-A；（4）烟道气系统改造,利用麻石砌筑；（5）配管材料为钢衬聚乙烯材质，工艺补水管选用镀锌管，甲方已有；（6）梯子平台等附件选用Q235-A，

20、做外防腐处理。2.3.5防震、抗震设计基础拆除原有麻石塔，利用已有基础。2.4除尘脱硫系统主要设备见表2-4除尘脱硫系统主要设备一览表表2-4序号设备名称型号规格或材质单位数量电机功率KW/台备注1涡轮湍流塔EITMTT20T/h 99%：材质：316L台22均气室JQ-20材质：316L台23气水分离装置QSF-20材质：316L台24灰渣分离器300YW250-15台155中压雾化泵100YW15030台23.5备1台6降温除湿器LS20台27副塔1600材质：Q235-A鳞片玻璃钢防腐套28循环水管钢衬150米部分改造9各型号阀门只2010烟道Q235A鳞片玻璃钢防腐米11湍流室观察平台

21、Q235-A钢套212制浆系统非标套15公用13PH值测控系统套1公用 3 自动控制3.1仪表及自动控制根据甲方要求和实际工艺情况确定，本除尘脱硫工程采用简易控制。根据出口烟气SO2浓度、除尘脱硫浆液PH值、循环灰渣水PH值及除尘脱硫效率的测量，设定控制氧化镁碱液供给量，或者改变碱液浓度，保证出口SO2浓度、除尘脱硫效率稳定在设定值范围内。4 配电系统4.1 用电工程概况 FGD装置和辅助设备电器系统主要是新增制浆系统，用电220V和380V。4.2 用电负荷本除尘脱硫工程约增容5千瓦（暂未考虑引风机增容）。5 土建工程及给排水5.1概况本工程土建工程相对简单。主要新增回水沟、循环水池和设备基

22、础等。5.1.1 设计条件及材料（略）水文气象地质条件(略)5.2给排水5.2.1设计原则按照国家火力发电厂锅炉设计技术规程DL50002000规定，发电厂设计中应对各类供水、排水进行全面规划，综合平衡和优化比较，以达到经济合理、综合利用，提高重复用水率，降低耗水指标，减少废水排放量，并达到GB5749的规定。本期工程几乎无废水排放。5.2.2除尘脱硫系统供水和除尘脱硫剂浆液供给除尘脱硫系统供水主要是循环水池循环利用，并不断补充，以达到水的平衡。工艺补水（因蒸发和抓灰带走部分）从锅炉排污管网直接引入。除尘脱硫浆液在制浆系统按一定浓度调配后，由除尘脱硫剂供给泵根据循环水PH值大小，自动开启供给泵

23、输送至循环泵进口。 5.3排水及排污来自清水池上清液对烟气降温后,降温水流回循环池内循环使用。除尘脱硫塔内除尘脱硫浆液在塔内循环使用吸收后，由回水沟排放到循环水池。6 环境保护6.1废气治理措施本工程是为处理12燃煤锅炉烟气中的SO2和烟尘。烟气总量2×6万m3/h（最大工况），烟气含硫量650mg/m3,含尘约4000mg/m3,除尘脱硫后保证烟尘降至35mg/m3和二氧化硫降至90mg/m3以下。6.2废水除尘脱硫废水在系统内循环，不产生废水。6.3固体废弃物利用氧化镁做脱硫剂，脱硫废弃物主要是亚硫酸镁和亚硫酸氢镁及其水合物，产生量约0.03t/h，年产固废约240吨（亚硫酸镁计

24、）,随渣灰抛弃。6.4噪声防治改造后除尘脱硫塔及其配套机泵符合噪声要求，不需噪声治理。7 劳动安全防护7.1消防7.1.1设计依据 火力发电厂与变电所设计放火规范GB50229建筑设计防火规范GBJ16建筑灭火器配置设计规范GBJ14090 建议除尘脱硫区设环型消防管网，室内外消防栓。 电缆采取阻燃材料，电缆穿墙、楼板孔洞设防火封墙。除尘脱硫塔顶层及刚架平台设有防雷接地保护装置。7.2劳动安全7.1.1设计依据火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL505319967.1.2安全防护措施 为确保电厂生产安全，单个设备和整套系统设计遵照安全规程和规范，在各种情况下避免人员伤害的潜在性。机械转动件

25、或者其他移动部件、发热部件以及可能造成对人员伤害的部件均进行保护，对有潜在危险的部分将用鲜艳的油漆表示醒目。设备通道和操作平台设有防滑横挡和扶手。8 组织结构与人员编制8.1组织结构烟气除尘脱硫系统不需设专岗，可由锅炉工兼管。8.2人员培训建设期：除尘脱硫工艺技术了解，设备安装、电器仪表理论学习；试运行期：操作理论学习、实践；运行期：日常设备的操作维护及常见问题的解决方法；9 运行成本的估算9.1编制依据9.1.1公用工程及原材料价格原料价格构成见表9-1-1：价格构成表表9-1-1序号名称单位价格备注1电元/度0.4782水元/吨-锅炉排污水3氧化镁元/吨3904人员工资元/年人300005

26、二氧化硫排污费元/公斤1.2北京征收标准9.1.2指标选用采用热电建设工程预算定额、电力工业基本建设预算管理制度及规定9.2运行成本分析9.2.1费用构成除尘脱硫系统运行费用包括：运行动力（电费）、工艺用水、固硫剂、设备折旧，运行人员工资，大修金等。年运行时间为2880小时。9.2.2运行成本结论年运行成本估算表序号项目数量备注1排放烟气量2×6万m3/h2二氧化硫650mg/m33烟尘4000 mg/m34运行成本项目总耗量年成本(万元)水0.64万吨-排污水电1.4万度0.7氧化镁165吨5.4冲渣水碱性可替代15%氧化镁投入量计人员工资-锅炉工兼管大修金0.5正常维护合计2&#

27、215;6.1全年2台锅炉运行费用5减少二氧化硫排量2×264.7吨/年效率856减少烟尘排量2×2860吨/年效率99.57单位脱硫成本0.23元/公斤每脱除1公斤二氧化硫费用8减少二氧化硫征收排污费2×264吨/年×1200元/吨63.3万元可见不仅具有社会效益还有经济效益北京SO2排污征收标准是:1.2元/公斤10 工程概算10.1报价范围该范围包含新建单台20吨/小时锅炉烟气除尘脱硫系统。10.2系统报价包括直接费、间接费和其他费用，系统投资见10-2表：单台新建设备投资一览表（20吨/小时/台）表10-2一、工艺设备序号设备名称型号规格材质单位数量电机功率KW/台单价万元总价万元1超强湍流发生塔60000m3/h材质